A区块水驱开发效果评价

2022-09-12

引言

评价油田水驱开发效果的指标很多, 对于注水开发的低渗透油田而言, 下面以注入倍数增长率、存水率、含水率、含水上升率等开发指标以及理论曲线与实际曲线的对比, 对A区块进行开发效果评价, 为下一步调整挖潜、上油增产提供帮助。

一、A区块概况

1. A区块地质概况

A区块为王府凹陷北坡的地垒型断块, 主控断层皆表现为南北向, 延伸3.5m-10km之间, A区块动用地质储量390×104t, 投入开发面积8.2km2, 空气渗透率9.8m D, 有效孔隙度17.3%, 含油饱和度52.0%, 原始地层压力7.56MPa, 饱和压力3.45MPa, 目前地层压力5.89MPa, 属欠压油藏, 平均有效厚度7.3m, 。双301区块纵向上含油单元发育较少, 平均单井钻遇层数只有2.8个, 主力油层发育单一, 只有FI51, 砂体呈片状分布;非主力油层非常零散, 砂体大多呈窄条带状和透镜状分布。属于C油田的二类油层。

2. A区块开发概况

A区块自2005年11月全面开始投产, 单井日产油由初期的4.4t/d, 降至3.8t/d, 单井日注水17.2m3/d。2007年至2010年为注水受效阶段, 单井日产油稳定在3.3t/d, 含水由14.2%上升到28.5%, 2011年至2012年为含水上升阶段, 含水由33.5%上升至48.4%, 层间矛盾加剧, 不吸水井增多, 单井日注水降至14.4 m3/d, 12年转注7口井后, 单井日注水提高到16.2 m3/d日产油降到1.5t/d, 12年至今为综合治理阶段, 含水保持稳定, 单井日产油稳定在1.4t/d。截止2014年6月全区共有油井94口, 水井53口, 单井日注水16.5m3/d, 累计注水量200.1888×104m3, 累计产油量66.12×104t, 累计产水量21.342×104m3, 累计注采比1.9, 采出程度16.9%, 综合含水46.4%, 通过综合治理, 含水上升速度得到了控制。

二、开发效果评价指标

1. 注入倍数增长率

注入倍数增长率的物理意义可理解为, 每采出单位数值的地质储量时相应的注入孔隙体积倍数增长的速度。统计发现, 当油田进入含水开发期后, 注入倍数和采出程度的关系在半对数坐标纸上呈直线关系。这样, 利用关系曲线延伸出来的概念——注入倍数增长率。注水开发油田进入高含水开发期后, 具有以下的统计规律:

R=alg Vi+b (1) 其中: 式中, R为采出程度, %;Vi为注入倍数;a为直线斜率;b为直线截距;Wi为累积注水量, 104m3;Bo为原油体积系数;N为地质储量, 104t。将 (1) 式两端求导, 则:

式中, 为注入倍数增长率。 (2) 式表明, 注入倍数增长率随采出程度的增加呈指数上升。从图1可以看出, R-lg Vi关系图的前部分散点图趋势线斜率不变, 后来斜率不断增大, 说明油田采用的水驱油措施起到较好的效果。2007年12月采出程度达到4%时, 注水开始受效, 斜率增大, 至2011年采出程度达到12.5%时, 含水开始上升, 斜率降低, 通过综合治理到目前阶段, 斜率有所增大, 表明治理取得较好效果。

2. 存水率

存水率是反映注水利用率、评价水驱开发效果的重要指标。它的变化与油田注水量多少、含水高低等因素有直接关系。油田注入水地下存水量与累积注水量之比称为存水率, 计算公式为:Rw= (3)

在油田水驱开发过程中, 随着注入水的不断产出, 造成综合含水率不断上升。在注入水不变的情况下, 存水率将越来越小, 阶段水驱效果将不断变差。因此则可借助于理论曲线与实际曲线的拟合情况来评价某阶段的开发效果如何, 根据油田注水要求, 力求使地下能量保持平衡, 即累积注采比Z=1。而Z= (4)

理论和实践都证明, 任何一个水驱油藏的综合含水率与采出程度之间存在一定的关系即: , 这样利用 (6) 和 (7) 式就可以求出存水率理论图版。

以上各式中, Rw为存水率;Wp为累产水, 104m3;Np为累产油, 104t;ρo为地面原油密度, g/cm3;Z为累积注采比;Rm为最大采出程度, %。

由图2可知, A区块在开发初期, 存水率较高, 接近理论水平, 但随着水驱开发的延长, 层间矛盾越来越突出, 存水率下降趋势增大, 2012年进行综合治理, 含水上升速度得到控制, 在采出程度达到16.2%时, 实际存水率基本接近于理论值, 综合治理取得较好效果。

3. 含水率

含水率是油田开发中一个非常重要的指标。含水率的大小直接影响着开发效果的好坏, 也直接影响着油田的经济效益。由图3可知, 初期开发效果较好, 但随着开发的进行, 自2010年, 含水上升速度明显加快, 到2011年12月达到了46.8%。2012年开始综合治理 (转注、压裂、酸化、调剖、水量调整等) , 目前含水上升得到了控制, 稳定在46.4%, 情况有所好转, 说明综合治理取得了较好的效果。

4. 含水上升率与含水率

在油田开发实际中, 通常用每采出1%地质储量含水率上升的百分数表示含水上升率。从图4看出, 实际含水率基本低于理论含水率, 初期开发效果较好, 但随着开发的进行, 自2010年含水上升速度明显加快, 到2011年12月达到了46.8%, 含水上升率达到了10.5%, 经过综合治理, 含水上升得到了控制, 含水上升率不断减少, 至2014年6月, 含水稳定在46.4%, 含水上升率降至0.97, 情况有所好转。